допустимая величина разности азимутальных направлений основного ствола и бокового стволов не должна превышать величины, определяемой техническими возможностями бурения бокового ствола;
траектория бокового ствола должна иметь минимальную вероятность пересечения с существующими и проектными стволами соседних скважин;
поиск оптимальных вариантов, отвечающих технико- экономической
целесообразности использования обводненных и бездействующих скважин для зарезки
боковых стволов, должен осуществляться, как правило, с использованием
автоматизированных программ.
2.5.2 Подготовительные работы к бурению боковых стволов
Бурению боковых стволов предшествует пуск гироскопического инклинометра и геофизических приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны и интервала эксплуатационного объекта.
Осуществляется глушение скважины солевым раствором.
Производятся монтаж бурового оборудования (подъемника, циркуляционной системы и обвязки), демонтаж фонтанной арматуры.
Монтируется противовыбросовое оборудование согласно схеме оборудования устья и производится опрессовка.
Выполняется подъем внутрискважинного оборудования.
С целью определения технического состояния эксплуатационной колонны, возможных участков сужения проводятся её шаблонирование. Для обеспечения свободного спуска клин-отклонителя и компоновок для фрезерования «окна» осуществляется шаблонирование эксплуатационной колонны шаблоном, имеющим следующие размеры:
ш = 122мм для ЭК 139 мм; -ш = 126 мм для ЭК 146 мм;ш = 144 мм для ЭК 168
мм;ш=6 м,
Где Dш - диаметр шаблона;ш - длина шаблона.
При необходимости обсадная колонна прорабатывается компоновкой фрезов до свободного прохождения, для скважин старше 15 лет проводится ГФФ, СТДТ.
Проводятся геофизические работы по определению глубины забоя с записью локатора муфт (ЛМ) и оценки качества цементирования камня (ОЦК). На основании данных ЛМ и ОЦК, с учетом результатов предварительного профилирования БС, определяется интервал забуривания бокового ствола. При выборе интервала забуривания, место зарезки БС выбирается, по возможности, ближе к забою основного ствола. В случае низкого качества цементного камня за эксплуатационной колонной или его отсутствие проводятся работы по повторному цементированию затрубного пространства эксплуатационной колонны в интервале забуривания с предварительным перфорированием ее для закачки тампонажного раствора. Работы по повторному цементированию могут проводиться после установки клин-отклонителя и вырезания «окна» в эксплуатационной колонне.
Выполняется установка на забое ликвидационного моста. Пордготовка ствола скважины к уставновке ликвидационного моста осуществляется в порядке, установленном руководящими документами. Изоляционные работы проводятся с выполнением действующих правил и инструкций. При экономической целесообразности возможно совмещение установки эзоляционнго и технологического мостов. После установки ликвидационнго моста эксплуатационная колонна опрессовываектся.
Для зарезки бокового ствола с помощью отклоняющего клина (клин - отклонителя) устанавливается технологический цементный мост, который может быть создан закачкой цементного раствора. При этом векрхняя часть моста располагается выше муфты обсадной колонны в соотвествии с инструкцией по эксплуатации клин-отклонителя. Взрывной пакер рекомендуется использовать для повышения надежности цементного моста перед его установкой.
Для установки цементных мостов рекомендуется применение специальных тампонажных составов, обеспечивающих повышения их физико-механических свойств.
Перед спуском взрывпакера эксплуатационная колонна в зоне установки цементного моста очищается скребком, а скважина промывается в течение одного цикла.
После ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) определяется верх цементного
моста. При необходимости мост разбуривается до требуемой глубины,
эксплуатационная колонна опрессовывается на давление, согласованное с НГДУ. При
отрицательных результатах опрессовки эксплуатационной колонны выясняется
причина, и принимаются меры к ликвидации негерметичности.
2.5.3 Технология зарезки боковых стволов
Основной вариант зарезки бокового ствола заключается в вырезании «окна».
В скважину спускается клин-отклонитель диаметром 114 - 115 мм (как отечественного, так и зарубежного производства) с ориентирующим устройством и устанавливается на искусственный забой. Работы по спуску и установке клин-отклонителя производятся в соответствии с технологией фирм производителей.
Спуск компоновки на стальных бурильных трубах (СБТ) производятся с замером длины инструмента со скоростью не более 0,2 м/с.
Установка клин-отклонителя в наклонно-направленных скважинах должна производится ориентировочно в пределах +90 градусов по отношению к азимуту искривления основного ствола в месте установки для предотвращения выпадания клин-отклонителя.
В вертикальных скважинах установка клин-отклонителя должна производиться в направлении проектного азимута зарезки бокового ствола.
Ориентирование клин-отклонителя может осуществляться с помощью телесистемы или гидроскопа. Рекомендуется осуществлять ориентирование клин-отклонителя с помощью гидроскопа и вырезать «окно» в обсадной колонне без дополнительной СПО.
Компоновка низа бурильной колонны для ориентирования клин-отклонителя и вырезания окна за один рейс включает в себя:
клин-отклонитель;
оконный фрез;
два арбузных фреза;
патрубок под гидроскоп;
спиральные ТБТ - 4 шт;
бурильные трубы СБТ - 73.
В том случае, если ориентирование клин-отклонителя осуществлялось с помощью телесистемы, то после установки клин- отклонителя компоновка с подвесным устройством и телесистемой поднимается, и спускается компоновка для вырезания «окна».
Для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм компоновка включает:
стартовый фрез диаметром 124 мм;
спиральные ТБТ - 4 шт;
бурильные трубы СБТ - 73.
Осуществляется вскрытие «окна» в обсадной колонне ротором. Параметры режима фрезерования следующие:
нагрузка на фрезер 5 кН;
частота вращения ротора 60-80 мин
производительность насоса 0,012 - 0,014 м3/с.
В дальнейшем, при необходимости, нагрузку можно увеличить до 8 кН. Фрезерование прекращается после проходки 0,5 - 0,6 м. При этом особое внимание следует уделять фрезерованию проушины, находящейся на наконечнике отклонителя.
После этого требуется проработать про фрезерованный интервал и промыть скважину в течение двух циклов, поднять стартовый фрез из скважины, собрать компоновку:
Спустить в скважину данную компоновку. За 10 м до входа в прорезанное «окно» скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с.
Перед началом фрезерования произвести промывку в течение одного цикла.
Проработать прорезанное «окно». Начать фрезерование при нагрузке не более 5 кН с возможным кратковременным увеличением нагрузки до 30 кН. Фрезеровать на глубину 5 м. При этом следует контролировать величину крутящего момента. При наличии подклинок необходимо приподнять инструмент и проработать данный интервал. После завершения процесса фрезерования проработать пройденный интервал и несколько раз поднять и опустить фрезеры для очистки «окна». Затем извлечь компоновку из скважины.
Собрать компоновку для дальнейшего фрезерования колонны:
оконный фрез диаметром 124 мм;
колонный и арбузный фрезер диаметром 124 мм; спиральные ТБТ - 4 шт;
СБТ-73 - до устья.
Спустить данную компоновку в скважину. Начать фрезерование в прежнем режиме. Отрыв от забоя производить через каждые 15 минут работы фрезера. Фрезерование прекратить после 2-5 м проходки. Общая длина фрезерование должна составлять не менее 7м (в зависимости от длины клин-отклонителя). Несколько раз проработать пройденный интервал до исчезновения подклинок инструмента.
Промывку произвести в течение двух циклов с выравниванием параметров раствора. Для лучшего выноса металлической стружки прокачать высоковязкую пачку раствора в объеме 500 л при подаче насоса 0,012-0,016 м3/с. В том случае, если фрезерование обсадной колонны осуществлялось на биополимерном растворе, прокачивание высоковязкой пачки раствора не обязательно. После этого извлечь компоновку из скважины. В случае необходимости (зарезка бокового ствола в песчаниках, отсутствие цементного камня за эксплуатационной колонной и др.) производится цементирование клин-отклонителя после второго фрезерования.
Вблизи от схода с клин-отклонителя происходит соскок фрезера с разрушаемой поверхности и выход в открытый ствол. Если при этом жесткость компоновки недостаточна, образуется уступ, препятствующий в дальнейшем свободному входу долота в новый ствол. В таком случае, при калибровке «окна» надо принять меры по увеличению жесткости компоновки фрезерования и своевременному снятию образовавшегося уступа в районе схода с клин-отклонителя.
Второй вариант забуривания бокового ствола рекомендуется осуществлять путем вырезания части эксплуатационной колонны, установки цементного моста на всю длину вырезанной части и забуриванием бокового ствола с цементного моста.. Клин-отклонитель рекомендуется типа КОП-115 (для колонны диаметром 146 мм) производства OOO «БИТТехника» или неизвлекаемый отклонитель компании «EVI- WEATHERFORD» типа «Н» диаметром 114,3 мм.
По данным геофизических исследований скважины выбирается расположение зоны фрезерования, по возможности, в плотных устойчивых глинисто-алевролитовых отложениях.
Реальная необходимая длина зоны фрезерования определяется ожидаемой интенсивностью набора кривизны бокового ствола и рассчитывается по формуле:
в.з. = ÖR (2D+Dc-Dк) + а
где Lв.з. длина фрезерования колонны;- радиус кривизны ствола скважины, м;
В - диаметр долота для бурения бокового ствола, м;- диаметр бокового ствола, м;к - внешний диаметр эксплуатационной колонны, м;
а - запас длины для безаварийного прохождения технологического инструмента (1,3 - 1,5 м).
абуривания бокового ствола с цементного моста осуществляется двигателем-отклонителем диаметром 106 мм (127 мм).
Забуривание бокового ствола с применением отклоняющих устройств должно проводится по программе, включающей выбор геометрических размеров КНБК для обеспечения задаваемой интенсивности искривления нового ствола и автоматизированный расчет проходимости компоновки через прямолинейный участок ствола скважины. Вырезание части эксплуатационной колонны можно осуществлять универсальным вырезающим устройством «УВУ», разработкой ВНИИБТ, секционным фрезерным инструментом фирмы «GRANT INTERNATIONAL» и т.п.
Вырезание участка эксплуатационной колонны производится в два этапа:
прорезание эксплуатационной колонны;
фрезерование эксплуатационной колонны.
Прорезание эксплуатационной колонны осуществляется при вращении бурильной колонны ротором с частотой 60-70 мин-1, расходе промывочной жидкости 0,01-0,012 м3/с и перепаде давления 4-5 МПа в течение 20-30 мин. Без подачи инструмента, а затем с подачей инструмента при осевой нагрузке на резцы в пределах 5-15 кН.
Фрезерование колонны производится при осевой нагрузке 15- 40 кН, частоте
вращения 60-70 мин-1., перепаде давления 14-16 МПа и расходе 0,012-0,014 м3/с.
Перед подъемом устройства рекомендуется промыть скважину в течение двух циклов.
При необходимости заменить резцы и продолжить фрезерование.
2.5.4 Технология вскрытия продуктивного пласта
Одним из основных условий эффективности бурения БС являются применение методов вскрытия продуктивных пластов, обеспечивающих сохранение естественного состояния коллектора и, следовательно, потенциальных добывающих возможностей скважин.
В процессе вскрытия продуктивных пластов бурением производит снижение их естественной проницаемости в результате взаимодействия с буровыми растворами. Степень воздействия факторов, влияющих на ухудшения естественных коллекторских свойств пласта, различна и зависит от физико-химических свойств бурового раствора, пластового флюида, перепада давления в системе «скважина-пласт», коллекторских свойств продуктивного пласта, его литологической характеристики и времени воздействия раствора.
На фильтрационные характеристики коллектора оказывают влияние следующие факторы:
закупоривание поровых каналов дисперсной фазой растворов и шламов выбуренной породы;
набухание и диспергирование глинистых минералов, содержащихся в коллекторе;
тип глинистого минерала, степень его дисперсности, природообменных катионов и свойства фильтрата;
сужения поровых каналов вследствие образования абсорбционно-гидратных слоев;
образование в коллекторе устойчивых эмульсий или газовых дисперсий;
образование твердых нерастворимых осадков в результате химического взаимодействия фильтрата и компонентов растворов с пластовыми флюидами;
миграция твердых частиц, отрывающихся от поверхности паровых каналов под воздействием фильтратов растворов, по каналам пласта и сужение их проходного сечения при осаждении частиц;
продолжительность вскрытия продуктивного пласта; количество проникшей в пласт воды.
В настоящее время все существующие типы буровых растворов в большей или меньшей степени ухудшают коллекторские свойства в призабойной зоне пласта (ПЗП). Возможно несколько способов управления процессом формирования ПЗП:
сохранение естественного состояния ПЗП (вскрытия продуктивного пласта на депрессии или на равновесии);
изоляция призабойной зоны, которая преодолевается перфорацией;
временная изоляция, которая затем разрушается (механическим или химическим способом).
Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность механической скорости бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью.
Наиболее перспективными для вскрытия продуктивного пласта, в настоящее время являются растворы на основе биополимерных систем (например фирмы IKF, FLO - PRO и т.п).
Вскрытие продуктивного пласта должно проводится в короткие сроки с минимально возможными по времени промывками. Количество СПО должно быть минимальным, наилучшим является вскрытие пласта за одно долбление. Скорость спуска бурильной колонны (не более 1 м/с) должна предотвращать возникновение дополнительных колебаний гидродинамических давлений.
На величину зоны проникновения фильтрата в пласт оказывает влияние перепад между пластовым и забойным давлениями, который при различных технологических операциях может изменяться от минимального, при статических условиях, до максимального, в процессе спуско-подъёмных операций или при интенсивной промывке скважины.
Минимальная плотность бурового раствора при бурении в условиях депрессии на пласт определена требованиями безопасности и зависит от глубины скважины, вида флюида во вскрываемых пластах и коэффициента аномальности пластового давления. Условия разбуривания разнообразны, и для каждой конкретной скважины минимальная плотность рассчитывается с учетом текущей ситуации.
Снижение репрессии на пласт обеспечивает повышение производительности скважин и позволяет вскрыть продуктивную толщу с минимальным нарушением коллекторских свойств продуктивного пласта.
В целом, при рекомендации того или иного бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта следует исходить из того, что степень снижения проницаемости пласта зависит от состава и свойства фильтрата, характеристик коллектора и должна определяться экспериментальными исследованиями в условиях, близких к пластовым.